ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА НА СУШЕ И ШЕЛЬФЕ КАСПИЙСКОГО МОРЯ

Нуранбаева Б.М., Сагинбаев Е.В.

Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева

г.Алматы, Казахстан, 050013, ул.Сатпаева 22, e-mail bulbulmold@mail.ru

В мировой практике нефтегазовые ресурсы континентального шельфа уже давно стали основными источниками увеличения добычи нефти и газа, а также газоконденсата. В настоящее время доля углеводородов, добываемых на континентальном шельфе, составляет более четверти мирового объема добычи, и она продолжает возрастать. Казахстан обладает один из самих крупнейших в мире континентальным шельфом, нефтегазовый потенциал которого составляет почти треть суммарных ресурсов недр шельфа Мирового океана. Ресурсы нефти и газа Казахстанского шельфа сосредоточено в Каспийском море, что предопределяет актуальность и важность научно-технического прогресса в этой области для развития нефтяной и газовой промышленности Казахстана в целом.

В последние годы анализ мирового нефтегазового рынка показывает опережающее развитие газовой промышленности по отношению к производству и потреблению других видов энергоносителей. Предполагается, что доля углеводородного газообразного топлива в мировом энергобалансе к середине XXI века может составить до 30 %. Вследствие чего предстоящий период в развитии энергетики характеризуется экспертами как эпоха "метана". Для Казахстана также все более перспективным энергоносителем становится природный газ, разведанные и оценочные запасы которого (с учетом открытых новых месторождений на Каспийском шельфе) составляют около 3,3 трлн. куб. м, а потенциальные ресурсы достигают 6-8 трлн. куб. м.

При этом особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что практически на всех месторождениях и, особенно, на вновь разрабатываемых крупнейших месторождениях добыча газа ведется попутно с добычей нефти и конденсата. Поэтому активное освоение этих месторождений и резкий рост объемов добычи нефти в последние годы диктуют необходимость утилизации все увеличивающихся объемов добываемого попутного газа.

Предпринятые в последние годы мероприятия по реформированию газовой отрасли, а также рост объемов международного транзита и внутреннего потребления природного газа, позволили добиться относительной финансовой стабилизации газотранспортных компаний, увеличения объемов работ по технической реконструкции магистральных и местных газопроводных систем. Однако газовая составляющая нефтегазового комплекса представляет собой больше технологически и территориально разобщенную совокупность отдельных звеньев, чем отраслевую систему. В результате, не в полной мере осуществляется переработка добываемого газа, отсутствует возможность перераспределения природного газа с мест его добычи в регионы основного его потребления для покрытия потребностей страны за счет собственных ресурсов. Все это обуславливает необходимость решения ряда задач, связанных с поиском новых путей утилизации добываемого попутного газа, введением новых мощностей по переработке и транспортировке газа, а также расширением традиционных рынков сбыта.

Для понимания основных направлений развития отрасли и выработки механизма достижения поставленных целей необходим подробный анализ существующих проблем и сдерживающих факторов в работе газотранспортных предприятий, а также выявление динамики развития отрасли. В последнее время, особенно после одобрения Концепции со стороны Правительства Республики Казахстан, были предприняты организационные меры с корректировкой ряда проектов, связанных так или иначе с добычей, переработкой и реализацией природного и сжиженного газа, что заметно улучшило функционирование отрасли в целом.

К примеру, важными для формирования газовой отрасли являются решения, принятые по второму поколению развития нефтегазового комплекса на Тенгизском месторождении. С началом разработки технико-экономического обоснования Карачаганакского газоперерабатывающего завода (далее - ГПЗ) практически началась реализация "Газового проекта" на данном месторождении. В октябре 2002 года приняты оценочные запасы морского месторождения "Кашаган", что почти в 1,5 раза увеличило газовые ресурсы.

Объемы разведанных запасов природного газа, учтенные в Концепции развития газовой отрасли до 2015 года, составляли 1,8 трлн. куб. м. Однако на основании обновленных данных и Государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2002 года с учетом оцененных запасов газа по месторождениям казахстанского сектора Каспийского моря, суммарные запасы составляют около 3,3 трлн. куб. м. К примеру, только по месторождению "Кашаган", согласно протоколу заседания Государственной комиссии по запасам от 20 октября 2002 года, запасы газа составили 969,0 млрд. куб. м. При этом перспективные и прогнозные ресурсы газа оцениваются в 6,0-8,0 трлн. куб. м, что связано в основном с освоением ресурсов Каспийского моря.

Главной особенностью прогнозируемых ресурсов газа, имеющих базовое значение для развития отрасли, является то, что практически все эти запасы газа располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, характеризующихся сложностью извлечения из-за больших глубин (более 5 тыс. метров), многокомпонентностью состава, и главное, повышенным содержанием сероводородных соединений. В то же время газовые месторождения с небольшими глубинами и без содержания сернистых соединений располагают сравнительно небольшими запасами газа, имеющими больше локальное значение для газификации местных территорий, к примеру, Кызылординской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей.

По последним оценкам международных экспертов 37,6 % доказанных мировых запасов природного газа (147,5 трлн. куб. м) сосредоточено на территории бывшего Советского Союза. При этом Казахстан по разведанным запасам и прогнозным ресурсам природного газа находится в числе четырех ведущих стран Содружества Независимых Государств.

Транспортировка. Географическая расположения шельфовых углеводородных месторождений предопределяет центральную роль морского транспорта, который должен обеспечивать бесперебойную транспортировку нефти, газа и газоконденсата. Транспортировку углеводородов можно организовать тремя видами транспорта: трубопроводным, морским и железнодорожным.

Важным аспектом в работе газотранспортной системы является снижение влияния вредных выбросов в атмосферу и в морскую среду при работе компрессоров и обеспечение технической и экологической безопасности работы газопроводов. В процессе эксплуатации объектов газовой системы основными источниками загрязняющих веществ являются выбросы в атмосферу от газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях (КС), станциях охлаждения газа, различные местные котельные и факельные установки. Количество выбросов в атмосферу зависит от технического состояния и объема осуществляемого транзита.

Расчеты, проведенные американскими специалистами, показали, что в конечном итоге будет дешевле построить трубопровод через весь континент, чем создавать в мелководном арктическом море систему отгрузки нефти. Этот опыт желательно учитывать и в Казахстане при разработке транспортно-технологических схем вывоза нефти и газа с шелфовых месторождений РК. Для правильного выбора типа морского перегрузочного сооружения для определенного региона необходимо учесть в первую очередь природно-климатические условия данного региона.

Создание единой транспортной системы для освоения углеводородных ресурсов Каспийского моря является достаточно сложной технической задачей. Это связано с необходимостью развития существующих и строительством новых необходимых элементов транспортной инфраструктуры: подводных и наземных трубопроводов значительной протяженности, перегрузочных и накопительных терминалов, нефте- и газохранилищ, морских транспортных и вспомогательных судов и других необходимых технических средств. Такая транспортная инфраструктура уже строится на шельфовой месторождении Кашаган.

Например, Транспорт нефти и газа из подводных месторождений в незамерзающих акваториях Северного и Норвежского морей, как Норвегией, так и другими странами осуществляется в основном по подводным трубопроводам на берег – в обустроенные нефтепорты и базы на ближайших участках морских побережий этих стран.

Переработка газа. Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ), расположенный в городе Жанаозень, построен в 1973 году (первая очередь). Завод предназначался для переработки попутного газа с местных прилегающих нефтяных месторождений, так называемого Узеньского куста (Узень Восточный, Тенге Западное и т. д.) и Жетыбайского куста (Жетыбай Южный, Тасбулат, Актас, Нормаул Восточный) с мощностью переработки 2,9 млрд. куб. м газа в год. В 1979 году завод был модернизирован с целью обеспечения сырьем нефтехимического завода для производства полиэтилена в городе Актау со строительством трубопровода для транспортировки этана.

Тенгизский газоперерабатывающий завод (Тенгизский ГПЗ), расположенный в районе нефтегазового месторождения "Тенгиз", достиг годовой производительности по получению в год до 2,5 млрд. куб. м очищенного газа. В последующие годы увеличение объемов добычи нефти и, как следствие, рост объемов добываемого газа требует строительства второй очереди завода. Попутный газ с Тенгизского месторождения характеризуется большим содержанием пропан-бутановой фракции и отличается особенно высоким содержанием сероводорода, а также наличием углекислого газа и сопутствующих компонентов, требующих очистки и переработки.

Жанажольский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ) был первоначально рассчитан на переработку 710,0 млн. куб. м в год. Мощность завода после реконструкции компанией "CNPC - Актобемунайгаз" достигла 800,0 млн. куб. м. в год. Однако, получаемый после очистки газ не соответствует требуемым стандартам по содержанию сернистых соединений и превышает установленный по ГОСТу уровень 0,036 г/куб. м в 5-8 раз. Дальнейшая реконструкция ГПЗ, по мнению китайских специалистов, не улучшит работу завода.

В сентябре 2003 года был введен в строй второй Жанажольский ГПЗ с мощностью выработки до 1,4 млрд. куб. м природного газа в год, и в 2004 году намечено начать строительство третьего завода с вводом его в эксплуатацию в 2005 году. Это обеспечит полную утилизацию все возрастающих объемов добычи попутного газа с последующей поставкой его на экспорт. Вырабатываемый в последнее время газ использовался в основном на собственные нужды компании "CNPC - Актобемунайгаз" для выработки электроэнергии и, только частично, газ в объеме до 360 млн. куб. м в год по сниженным ценам (из-за не соответствия его стандартным требованиям), продавался потребителям Актюбинской области.

Таким образом, мощности трех газоперерабатывающих заводов явно не обеспечивают полной переработки добываемого в стране газа. Развитие Тенгизского месторождения в перспективе потребует переработки до 8-10 млрд. куб. м, Карачаганакского - дополнительно к добывающим объемам до 10 млрд. куб. м и освоение Кашаганского месторождения потребует переработки не менее 5-6 млрд. куб. м газа в год. Все это в перспективе требует расширения действующих и строительства новых газоперерабатывающих заводов с одновременным сооружением специальных установок по очистке газа при разработке малых нефтегазовых месторождений.

Заключение. При разработке и эксплуатации месторождений газа и газоконденсата на шельфе возникает ряд проблем связанных с загрязнением окружающей среды. При этом загрязнение начинается уже со стадии бурения разведочных скважин и пробной эксплуатации в начальной период добычи. Для проведения нефтяных операций на шельфе используются насыпные или искусственные острова, стационарные платформы, буровые платформы и суда, которые наносят большой вред морской среде.

Для предотвращения загрязнения морской среды следует использовать способы разработки, предложенные авторами работ [1].

ЛИТЕРАТУРА

1. Ахмеджанов Т.К., Нуранбаева Б.М. и др. Геоэкологические проблемы и инновационные методы их решения при разработке нефтяных и газовых месторождений на шельфе Каспийского моря //Геология в XXI веке материалы международной научно-практической конференции «Сатпаевские чтения», посвященной 20-летию независимости РК, Алматы 2011. 14-15 апрель. С. 92-97.